BRPI0817654B1 - dispositivo de separação líquido/gás horizontal e método de separação, em particular, das fases líquida e gasosa de um petróleo bruto - Google Patents

Description

(54) Título: DISPOSITIVO DE SEPARAÇÃO LÍQUIDO/GÁS HORIZONTAL E MÉTODO DE SEPARAÇÃO, EM PARTICULAR, DAS FASES LÍQUIDA E GASOSA DE UM PETRÓLEO BRUTO (73) Titular: SAIPEM S.A., Sociedade Francesa. Endereço: 1/7 Avenue San Fernando, 78180 Montigny Le Bretonneux, FRANÇA(FR) (72) Inventor: GIORGIO MIOTTO; MASSIMO CHIAROTTI.

Prazo de Validade: 10 (dez) anos contados a partir de 27/11/2018, observadas as condições legais

Expedida em: 27/11/2018

Assinado digitalmente por:

Alexandre Gomes Ciancio

Diretor Substituto de Patentes, Programas de Computador e Topografias de Circuitos Integrados

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Relatório Descritivo da Patente de Invenção para DISPOSITIVO DE SEPARAÇÃO LÍQUIDO/GÁS HORIZONTAL E MÉTODO DE SEPARAÇÃO, EM PARTICULAR, DAS FASES LÍQUIDA E GASOSA DE UM PETRÓLEO BRUTO.

[001] A presente invenção refere-se a um separador líquido/gás de tipo horizontal, bem como um método de separação de fluido polifásico, em particular de óleo-água e de gases contidos em petróleo bruto.

[002] O setor técnico da invenção é, mais particularmente, o domínio da produção petrolífera e, mais particularmente, o domínio dos campos de petróleo no mar a grande profundidade.

[003] A produção de petróleo em mar profundo é realizada, em geral, a partir de um suporte flutuante ancorado na proximidade de poços de petróleo situados ao nível do fundo do mar, ou seja, a profundidades variáveis de 1000 a 2500m ou mesmo mais. O suporte flutuante compreende, em geral, meios de ancoragem para permanecer em posição apesar dos efeitos das correntes, dos ventos e da ondulação. Também compreende, em geral, meios de armazenamento e tratamento do petróleo, bem como meios de descarga para petroleiros transportadores, apresentando-se estes a intervalos regulares para efetuar a recolha da produção. A denominação corrente destes suportes flutuantes é o termo anglo-saxônico Floating Production Storage Offloading (significando meio flutuante de armazenamento, produção e descarga) do qual se utiliza o termo abreviado FPSO no conjunto da descrição seguinte.

[004] As cabeças de poços estão, em geral, ligadas ao referido

FPSO por tubulações submarinas, quer de tipo SCR, ou seja, tubulações suspensas em configuração de catenária, quer de tipo torre híbrida compreendendo:

- uma coluna ascendente vertical cuja extremidade inferior

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2/30 está ancorada no fundo do mar e ligada a uma referida tubulação assente no fundo do mar, e a extremidade superior é esticada por um flutuador imergido em subsuperfície ao qual está ligada, e

- uma tubulação de ligação, em geral, uma tubulação de ligação flexível, entre a extremidade superior da coluna ascendente e um suporte flutuante em superfície, adotando a referida tubulação de ligação flexível, se for caso disso, pelo seu próprio peso, a forma de uma curva em catenária mergulhante, ou seja, que desce largamente debaixo do flutuador para subir, em seguida, até ao referido suporte flutuante.

[005] A totalidade da produção de petróleo bruto é, assim em geral, elevada até bordo do FPSO para aí ser tratada para separar o petróleo propriamente dito da água, do gás e de eventuais componentes arenosos. O petróleo, uma vez separado, é, assim, armazenado a bordo, o gás é lavado e, em seguida, enviado para turbinas a gás para a produção da electricidade e do calor necessário a bordo e, em seguida, o excesso é reinjetado no reservatório do campo petrolífero de modo a pressurizar o referido reservatório. A água, após ter sido libertada da areia em suspensão, é, por fim, despejada para o mar após extração forçada de todas as partículas de óleo, ou reinjetada, também ela, no reservatório, utilizando-se, em geral, como complemento, um complemento de água de mar retirado da subsuperfície, para atingir o débito necessário de injecção de água no reservatório. A areia extraída, que representa apenas quantidades mínimas, é, por fim, lavada e, em seguida, despejada para o mar.

[006] Conhece-se o método de separação de gases, água e óleo de petróleo bruto normalmente empregue nas instalações fixas de terra que consiste em utilizar reservatórios com volumes muito grandes, em geral, com uma forma cilíndrica alongada, entrando o petróleo bruto por uma extremidade e progredindo ao longo do reservatório duranPetição 870180067691, de 03/08/2018, pág. 5/45

3/30 te, aproximadamente, 5-10 mn, durante os quais as diversas fases separam-se naturalmente por gravidade para atingir a segunda extremidade. O gás é, depois, recuperado em uma parte elevada do reservatório, a água e a areia em uma parte baixa e o petróleo (óleo) em uma parte intermédia. Existe uma variedade muito grande de separadores deste tipo que integram, em geral, dispositivos complementares internos, tais como crivos horizontais, verticais ou oblíquos, cujo objetivo é facilitar a separação das fases e evitar que, em uma etapa posterior, se tornem a misturar.

[007] Estes separadores funcionam a baixa pressão, por exemplo, 0,3-1 Mpa (3-10 bar), às vezes, mesmo em depressão, de modo a otimizar a desgasificação do petróleo bruto. Se deseja-se instalar este tipo de separador no fundo do mar, o reservatório deve estar apto a resistir à implosão sob o efeito da pressão que é, sensivelmente, de 10 Mpa (100 bar), ou seja, sensivelmente 10 MPa por fração de 1000 m de água. Assim, a transposição de um reservatório deste tipo para a sua utilização em grande e muito grande profundidade necessitaria de espessuras de parede de 100 a 150 mm para resistir à implosão e a fabricação e instalação de elementos de caldeiraria deste tipo, no fundo do mar a grande profundidade, seriam muito delicados e muito dispendiosos.

[008] Um objetivo da presente invenção é proporcionar um dispositivo submarino de separação gás/líquido melhorado, apto a ser instalado e a funcionar no fundo do mar a grande profundidade, em particular, pelo menos, 1000 m, cuja realização, instalação e aplicação no fundo do mar sejam mais simples e menos dispendiosa.

[009] Para o efeito, a presente invenção, de acordo com um primeiro aspecto, proporciona um dispositivo de separação líquido/gás de duas fases, respectivamente, líquida e gasosa de um fluido, em particular, as fases líquida e gasosa de um petróleo bruto, compreendendo

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4/30 uma estrutura assentada no fundo do mar suportando:

a) pelo menos uma, de um modo preferido, uma pluralidade de primeiras tubulações de separação que se estendem desde um primeiro reservatório difusor cilíndrico de forma alongada com seção circular, disposto horizontalmente, ao qual estão ligadas a montante, tendo o referido primeiro reservatório, de um modo preferido, um maior diâmetro que as referidas primeiras tubulações de separação, estando as referidas primeiras tubulações de separação inclinadas com um ângulo α de 1 a 5^oem relação à horizontal com um pequeno d eclive descendente desde o referido primeiro reservatório até um primeiro coletor cilíndrico, sensivelmente horizontal, e ao qual as referidas primeiras tubulações estão ligadas a jusante, sendo o referido primeiro reservatório difusor alimentado, pelo menos, por uma tubulação de alimentação de fluido e estando o referido primeiro coletor ligado a, pelo menos, uma primeira tubulação de evacuação de líquido com declive descendente e, de um modo preferido, compreendendo, a jusante, uma bomba de exportação apta a trasfegar o referido líquido desgaseificado do referido primeiro coletor, e

b) pelo menos uma, de um modo preferido, uma pluralidade de segundas tubulações de separação dispostas por cima das referidas primeiras tubulações, que se estendem desde e por cima do referido primeiro reservatório, com um pequeno declive ascendente desde o referido primeiro reservatório até um segundo coletor cilíndrico sensivelmente horizontal, estando as referidas segundas tubulações de separação inclinadas com um ângulo β superior a a, de um modo preferido, inferior a 10°em relação à horizontal, tendo o referido segundo coletor, de um modo preferido, um maior diâmetro que as referidas segundas tubulações e um menor diâmetro que o referido primeiro reservatório, estando o referido segundo coletor ligado, pelo menos, a uma primeira tubulação de evacuação de gás, de um modo preferido, com

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5/30 um declive ascendente desde o referido segundo coletor até à extremidade de uma segunda tubulação de evacuação de gás, estando a referida primeira tubulação de evacuação de gás inclinada com um ângulo γ superior a a, de um modo preferido, inferior a 10°e

c) uma pluralidade de terceiras tubulações de ligação vertical entre cada referida primeira tubulação de separação e cada referida segunda tubulação de separação

d) um sistema de macacos, de um modo preferido, hidráulicos, permitindo o ajustamento preciso da inclinação das referidas, primeira e segunda, tubulações de separação, e do posicionamento horizontal do referido primeiro reservatório e dos referidos, primeiro e segundo, coletores.

[0010] Compreende-se, por conseguinte, que as referidas primeiras e segundas tubulações de separação são montadas nos referidos primeiros reservatórios e primeiros e segundos coletores de tal modo que apresentam uma pequena inclinação dada em relação a um plano horizontal, quando os referidos primeiros reservatórios e primeiros e segundos coletores têm os seus eixos dispostos horizontalmente.

[0011] A inclinação das referidas primeiras tubulações de separação em relação às referidas segundas tubulações de separação é constante (β + α = constante); e, pelo fato de as referidas primeiras e segundas tubulações estarem inclinadas em sentidos opostos em relação à horizontal, a diminuição da inclinação das primeiras tubulações provoca o aumento das segundas tubulações e vice-versa, variando α e β em sentido oposto. Do mesmo modo, a inclinação das referidas primeiras tubulações de evacuação de gás em relação às primeiras e segundas tubulações de separação é constante e a inclinação γ das referidas primeiras tubulações de evacuação de gás em relação à horizontal varia no mesmo sentido que a das referidas primeiras tubulações de separação.

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6/30 [0012] De acordo com um segundo aspecto, a presente invenção proporciona um método de separação de duas fases líquida e gasosa de um fluido com a ajuda de um dispositivo submarino de separação de acordo com a invenção no qual se realizam as etapas seguintes, nas quais:

1) envia-se o fluido, de um modo preferido, petróleo bruto, através de uma tubulação de alimentação em fluido, até ao referido primeiro referido reservatório e

2) a fase líquida, em parte desgaseificada, pelo menos, escoa-se desde o referido primeiro reservatório, através das referidas primeiras tubulações de separação para ser desgaseificada mais à frente e descer para o referido primeiro coletor e, em seguida, para a referida primeira tubulação de evacuação de líquido e

3) a fase gasosa compreendendo ainda, eventualmente líquido, eleva-se e circula desde o referido primeiro reservatório, através das referidas segundas tubulações de separação para o referido segundo coletor e, em seguida, para a referida primeira tubulação de evacuação de gás para permitir a separação complementar de líquido residual, eventualmente ainda contido na referida fase gasosa, antes de ser evacuada para a referida segunda tubulação de evacuação e

4) a fase gasosa proveniente da primeira tubulação de separação eleva-se através das referidas terceiras tubulações de ligação vertical e circula através das referidas segundas tubulações de separação para o referido segundo coletor e, em seguida, para as referidas, primeira e segunda, tubulações de evacuação de gás e

5) a fase líquida proveniente da separação do gás nas referidas segundas tubulações de separação e referido segundo coletor e referida primeira tubulação de evacuação de gás escoa-se para o referido primeiro coletor, se for o caso disso, passando pelo referido primeiro reservatório ou referidas terceiras tubulações de ligação verti-

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7/30 cais, antes de se juntar à referida primeira tubulação de evacuação de líquido.

6) recupera-se a fase líquida substancialmente desgaseificada na extremidade inferior da referida primeira tubulação de evacuação de líquido e se encaminha por intermédio de uma referida segunda tubulação de evacuação de líquido que é elevada até à superfície ou que se envia para um dispositivo de separação líquida, de forma a separar os diferentes líquidos eventualmente lá contidos, de um modo preferido, para separar o óleo e a água de um petróleo desgaseificado e, se for caso disso, um remanescente de gás ainda presente em um petróleo bruto imperfeitamente desgaseificado e

7) recupera-se a fase gasosa substancialmente separada do referido líquido na extremidade inferior da referida segunda tubulação de evacuação de gás e, de um modo preferido, reenvia-se a mesma para a superfície ou para um poço de injecção de gás no fundo do mar por meio de uma referida terceira tubulação de evacuação de gás.

[0013] Compreende-se que o fluxo de petróleo bruto que preenche o primeiro reservatório permite uma primeira desgasificação no referido primeiro reservatório. Em seguida, o fluido parcialmente desgaseificado que se escoa no interior da primeira tubulação e primeiro coletor, permite uma desgasificação complementar.

[0014] A divisão do fluxo de fluido, desde o referido primeiro reservatório até a pluralidade das referidas primeiras tubulações para a fase líquida e pluralidade de segundas tubulações para a fase gasosa, permite completar a separação do fluido porque este se escoa com um débito e velocidade reduzidos sobre uma maior superfície de contato nas referidas primeiras e segundas tubulações, o que facilita a separação.

[0015] Compreende-se que os pequenos declives das referidas

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8/30 primeiras e segundas tubulações de separação e segunda tubulação de evacuação permitem desacelerar o escoamento do fluido para facilitar a desgasificação do líquido e desacelerar a circulação dos gases para facilitar a condensação e separação eventual de líquidos que ainda possam conter. Em particular, os declives das referidas primeiras e segundas tubulações de separação permitem o escoamento lento do fluido parcialmente desgaseificado para o primeiro coletor e do fluido condensado proveniente dos gases para o primeiro reservatório, permitindo o declive ascendente da tubulação de evacuação de gás que o fluido proveniente do gás que lá circula caia no segundo coletor e, em seguida, no primeiro reservatório ou primeiro coletor por meio das referidas terceiras tubulações de ligação vertical e, em seguida, nas segundas tubulações de separação e, em seguida, por último, na primeira tubulação de evacuação de líquido.

[0016] O ajustamento preciso da horizontal idade dos referidos primeiros reservatórios e primeiros e segundos coletores, permite repartir, de modo sensivelmente uniforme, o petróleo bruto proveniente do primeiro reservatório difusor, entre as diferentes primeiras tubulações. Por outro lado, o ajustamento preciso da inclinação das referidas primeiras tubulações de separação, permite otimizar o rendimento de separação do referido separador em função das características físicoquímicas do petróleo bruto de entrada. Com efeito, um petróleo de forte viscosidade necessitará de um declive importante das referidas primeiras tubulações, enquanto um petróleo de fraca viscosidade necessitará de um declive pequeno, ou mesmo muito pequeno, para que o petróleo bruto progrida mais lentamente nas referidas primeiras tubulações e, assim, possa permanecer um tempo suficiente na zona ativa preparada para desgasificação, constituída pelo primeiro coletor, pelas primeiras tubulações e pelo segundo coletor. A viscosidade do petróleo a tratar depende, entre outras, da sua composição e/ou da percenPetição 870180067691, de 03/08/2018, pág. 11/45

9/30 tagem de gases e/ou de água que contém e pode, por conseguinte, variar no tempo. Em particular, a viscosidade pode diminuir se os teores de água aumentarem, o que é, em geral, o caso ao longo do tempo. Uma diminuição da viscosidade requer uma diminuição do inclinação das primeiras tubulações de separação e primeiras tubulações de evacuação de gás e, concomitantemente, um aumento da inclinação das segundas tubulações de separação e inversamente.

[0017] Os referidos reservatório e coletores cilíndricos são, mais precisamente, de um modo preferido, de tipo charuto com uma seção principal cilíndrica e com extremidades em forma de calota esférica parcial, para resistir, de um modo otimizado, à pressão do meio ambiente que é, sensivelmente, de 10 Mpa, ou seja, (100 bar), para 1000 m de profundidade de água.

[0018] De um modo preferido, as referidas segundas tubulações de separação são ligadas, a montante, ao referido primeiro reservatório, respectivamente, por uma pluralidade de segundas tubulações de ligação com maior declive que as referidas segundas tubulações de separação, de um modo preferido, sensivelmente verticais.

[0019] Ainda de um modo preferido, o referido primeiro reservatório e os primeiro e segundo coletores são sensivelmente paralelos e as referidas primeiras e segundas tubulações de separação estendem-se sensivelmente em uma mesma direção, sensivelmente perpendicular à direção longitudinal do referido primeiros reservatórios e referidos primeiro e segundo coletores.

[0020] De um modo vantajoso, o dispositivo, de acordo com a invenção, compreende, a jusante do primeiro reservatório, na extremidade a montante das referidas primeiras tubulações de separação, dispositivos de controle do débito de transferência de fluido por perda de carga, de um modo preferido, de tipo ciclone com entrada tangencial sensivelmente perpendicular à direção axial das referidas primeiPetição 870180067691, de 03/08/2018, pág. 12/45

10/30 ras tubulações de separação e com saída axial sensivelmente no eixo das referidas primeiras tubulações.

[0021] Esta configuração da ligação entre o referido primeiros reservatórios e referidas primeiras tubulações, permite atenuar as perturbações eventuais do débito de fluido e facilitar a separação dos gases residuais no interior dos referidos segundos reservatórios.

[0022] Mais particularmente, estes dispositivos de controle de débito de transferência por perda de carga permitem, com efeito, atenuar e uniformizar os débitos de fluido que se escoa no interior das diferentes referidas primeiras tubulações, tendo em conta os regimes instáveis e perturbadores que podem resultar da explosão de bolhas ou bolsas de gases, aquando da sua desgasificação no interior do referido fluido bruto dentro do referido primeiro reservatório.

[0023] De um modo vantajoso, o dispositivo compreende uma estrutura constituída por uma armação de vigas que suportam as referidas primeira e segunda tubulações, o referido primeiro reservatório e referidos primeiro e segundo coletores, compreendendo a referida estrutura:

- pelo menos, um primeiro pilar vertical compreendendo, na sua extremidade inferior, um primeiro chassis que suporta partes de conectores automáticos conectados às referidas tubulação de alimentação de fluido, primeira tubulação de evacuação de líquido e segunda tubulação de evacuação de gás, estando o referido chassis apto a cooperar, fixado, com e sobre uma primeira base ancorada no fundo do mar e

- pelo menos, dois segundos pilares verticais equipados, cada um, na sua extremidade inferior, com um macaco, de um modo preferido hidráulico, estando os, pelo menos dois, macacos aptos a cooperar com as segundas bases ancoradas no fundo do mar que os suportam, estando os referidos segundos pilares dispostos de modo a

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11/30 permitir regular e fazer variar a inclinação das referidas primeiras e segundas tubulações de separação e referida primeira tubulação de evacuação de gás e primeira tubulação de evacuação de líquido por acionamento dos referidos macacos.

[0024] Esta armação ou estrutura pode ser descida desde a superfície até ao fundo do mar com a ajuda de cabos.

[0025] Ainda de um modo vantajoso, o dispositivo de separação de acordo com a invenção está instalado no fundo do mar e compreende uma tubulação de chegada de fluido que assegura a ligação entre, pelo menos, uma cabeça de poço de petróleo e a referida tubulação de alimentação de fluido ligada ao referido primeiro reservatório na sua outra extremidade e compreendendo, a montante da referida tubulação de chegada do referido fluido, um dispositivo de baixa de pressão e, de um modo preferido, uma válvula de controle do débito de fluido.

[0026] No método de acordo com a invenção, envia-se o referido petróleo bruto na extremidade inferior do primeiro reservatório, a uma pressão P1 reduzida, inferior à pressão P2 estática no fundo do mar, de um modo preferido, de modo a que o diferencial de pressões ΔΡ = P1-P0, sendo P0 a pressão em superfície, seja superior às perdas de cargas nas segundas tubulações de evacuação de gás desde o fundo do mar até à superfície. Isto permite fazer subir o gás para a superfície sem material complementar e/ou sem estar a contribuir com uma energia complementar externa, em particular, sem a aplicação de um compressor.

[0027] Ainda de um modo vantajoso, controla-se o débito de chegada de fluido bruto a montante do referido primeiro reservatório pela referida válvula de controle de débito e/ou controla-se o débito de evacuação do fluido desgaseificado a jusante do referido primeiro coletor pela velocidade da referida bomba de exportação em função das mePetição 870180067691, de 03/08/2018, pág. 14/45

12/30 didas, pelo menos, de um dispositivo de controle do nível do fluido no interior, pelo menos, do referido primeiro coletor.

[0028] Um dispositivo de controle de nível que pode ser, por exemplo, uma sonda de tipo radar ou sonar, permite assegurar que o nível de fluido no interior do referido primeiro reservatório e/ou primeiro coletor mantém um volume livre suficiente para a separação do gás.

[0029] De um modo preferido, o referido dispositivo de separação líquido/gás é conectado a uma primeira base ancorada no fundo do mar, estando, de um modo preferido, a referida base ancorada no fundo do mar por uma primeira âncora de sucção, suportando a referida primeira base uma série de partes machos ou fêmeas de conectores automáticos, respectivamente, nas extremidades da referida primeira tubulação de chegada de fluido, de uma segunda tubulação de evacuação de líquido desgaseificado e de uma terceira tubulação de evacuação de gás, cooperando com as partes complementares fêmeas ou, respectivamente, machos de conectores automáticos conectados às referidas segundas tubulações de alimentação de fluido, primeira tubulação de evacuação de líquido e segunda tubulação de evacuação de gás, dos conectores similares suplementares, transmitindo, de um modo preferido, as informações ou a potência entre o módulo do referido dispositivo de separação e a superfície.

[0030] Ainda de um modo preferido, a referida segunda tubulação de evacuação de fluido coopera com uma referida bomba de exportação, inserida em um poço enfiado no fundo do mar, ao lado da referida âncora de sucção da referida primeira base, estando, de um modo preferido, a referida bomba instalada a vários metros por baixo da referida primeira base e estando, ainda de um modo preferido, o referido poço solidário com a referida âncora de sucção, para ser evacuada para a superfície.

[0031] Em uma forma de realização particular, exporta-se o líquido

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13/30 de fluido desgaseificado desde o fundo do mar até à superfície com a ajuda de uma referida bomba de exportação.

[0032] Mais particularmente, o referido dispositivo de separação é instalado no fundo do mar, a uma profundidade de 100 a 4000 m e estabelece-se uma pressão P2 de 10 a 50, de um modo preferido, 2 Mpa (20 bar) (20x10⁵ Pa) no interior dos referidos primeiro reservatório e primeiro e segundo coletores e primeiras e segundas tubulações de separação e terceiras tubulações de ligação, reduzindo a pressão com a ajuda de um dispositivo de baixa de pressão que coopera com a referida tubulação de chegada de fluido bruto a montante do referido primeiro reservatório.

[0033] De um modo vantajoso, os referidos primeiros reservatórios, primeiro e segundo coletores, referidas, primeira, segunda e terceira tubulações e coletores do dispositivo de separação de acordo com a invenção são isolados termicamente por um mesmo invólucro rígido de isolamento térmico cheio com água de mar e em comunicação com o mar por, pelo menos, um orifício de comunicação, compreendendo, de um modo preferido, a parede do referido invólucro espuma sintática ou um isolador térmico protegido por um suporte rígido de metal ou de materiais compósitos, ainda de um modo preferido, com um dispositivo de aquecimento da água de mar no interior do referido invólucro, estando ainda, de um modo preferido, o referido orifício de comunicação e dispositivo de aquecimento em uma parte baixa do referido invólucro.

[0034] Esta forma de realização permite manter o fluido de petróleo bruto à temperatura elevada de 50 a 70° C, à qu al sai da cabeça de poço, e facilitar, assim, a subida do fluido para a superfície, evitando a solidificação das parafinas ou a formação de hidratos de gás por arrefecimento do petróleo bruto abaixo de 30-35°C.

[0035] Em uma forma de realização particular, o dispositivo de sePetição 870180067691, de 03/08/2018, pág. 16/45

14/30 paração de acordo com a invenção compreende:

- pluralidades de 3 a 20, de um modo preferido, 4 a 12, de referidas primeiras e segundas tubulações de separação e, respectivamente, terceiras tubulações de ligação, de um modo preferido, regularmente repartida ao longo dos primeiros reservatórios (para as primeiras tubulações), primeiro e segundo coletores (para as segundas tubulações) e, respectivamente, referidas primeiras e segundas tubulações de separação (para as terceiras tubulações de ligação), sendo o número das referidas primeiras tubulações de separação, de um modo preferido, superior ou igual ao das referidas segundas tubulações de separação e

- únicas referidas tubulações de alimentação de fluido, primeira tubulação de evacuação de líquido e, respectivamente, primeira tubulação de evacuação de gás.

[0036] Em uma forma de realização particular, as referidas primeira e segunda tubulações de separação apresentam um comprimento de 5 a 50 m, de um modo preferido, 10 a 20 m e as referidas terceiras tubulações apresentam um comprimento de 1 a 5 m.

[0037] A presente invenção proporciona, por último, um método de instalação no fundo do mar de um dispositivo de separação, caracterizado por se realizarem as etapas seguintes, nas quais:

a) desce-se, desde a superfície, um referido dispositivo de separação que fica assente no fundo do mar, e

b) ajusta-se a horizontal idade dos referidos primeiros reservatórios e primeiros e segundos coletores e se ajusta a inclinação das referidas, primeira e segunda, tubulações de separação por acionamento do referido sistema de macacos.

[0038] Mais particularmente, quando o referido dispositivo de separação compreende uma referida estrutura de suporte com os 3 referidos primeiro e segundo pilares e os referidos macacos, caracterizado

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15/30 por se realizarem as etapas seguintes nas quais:

a) desce-se, desde a superfície e se instala o referido dispositivo de separação sobre três bases de três âncoras de sucção enfiadas no fundo do mar e, em seguida

b) ajusta-se a horizontal idade do eixo do referido primeiro reservatório difusor e dos referidos, primeiro e segundo, coletores em relação à horizontal acionando, pelo menos, um dos macacos com a ajuda de um ROV e, em seguida

c) ajusta-se a inclinação das referidas primeiras e segundas tubulações de separação acionando as hastes dos dois macacos, por um mesmo valor, na mesma direção.

[0039] Outras características e vantagens da presente invenção surgirão à luz da descrição pormenorizada das formas de realização que se vai a seguir, fazendo referência às figuras 1 a 4:

- as figuras 1A e 1B representam vistas em perspectiva de um dispositivo de separação de acordo com a invenção sem a sua estrutura de suporte,

- as figuras 2A e 2B são vistas laterais de um separador submarino horizontal, de acordo com a invenção, durante a descida (figura 2 A) e fixo (figura 2B) na sua base solidária com uma âncora de sucção principal instalada no fundo do mar, e dos seus pontos de suporte secundários solidários com âncoras de sucção secundárias, ilustrando a figura 2B horizontal o encaminhamento do petróleo durante a desgasificação e do gás,

- a figura 2C é uma vista de uma seção da âncora de sucção principal segundo o plano AA da figura 1,

- a figura 3 é uma vista em corte do primeiro reservatório ou primeiro coletor com as fases líquidas e gasosa,

- a figura 4 é uma vista em planta, em corte parcial, ao nível do plano BB da figura 2,

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- a figura 5 ilustra um dispositivo de perda de carga controlada,

- a figura 5A é uma vista lateral segundo YY do encaminhamento do fluido no interior do referido dispositivo de perda de carga controlada da figura 5,

- a figura 5B é uma vista lateral segundo XX do encaminhamento do fluido no interior do referido dispositivo de perda de carga controlada da figura 5,

- a figura 5C é um gráfico que ilustra as perdas de carga, respectivamente, em um dispositivo de acordo com a disposição da figura 2B e de acordo com o dispositivo de perda de carga controlada da figura 5,

- a figura 6 é uma vista lateral de um separador submarino instalado na sua base, equipado com uma campânula isolante e meios de aquecimento.

[0040] Na figura 2A, representou-se a descida de um dispositivo 1 separador de líquido/gás submarino, de acordo com a invenção, desde a superfície, através de um cabo, não-representado, para uma primeira base 10 assentada no fundo do mar, solidário a uma âncora 11 de sucção principal enfiada no fundo do mar 12.

[0041] A primeira base 10 é disposta na proximidade de um poço 14 de petróleo equipado com uma cabeça 14a de poço ligada por uma tubulação 2d de chegada de petróleo bruto que encaminha o petróleo bruto desde a cabeça de poço até à referida base.

[0042] O separador submarino de acordo com a invenção compreende:

- primeiras tubulações 20 de encaminhamento de petróleo e retorno de gás, apresentando um declive descendente com ângulo α no plano XZ, o estando as referidas primeiras tubulações ligadas, a monPetição 870180067691, de 03/08/2018, pág. 19/45

17/30 tante, a um primeiro reservatório 2 difusor cilíndrico sensivelmente horizontal, sendo o referido coletor alimentado em petróleo bruto pela tubulação 2a de alimentação, o estando as referidas primeiras tubulações ligadas, a jusante, a um primeiro coletor 20a cilíndrico, sensivelmente horizontal, estando o referido primeiro coletor ligado a uma primeira tubulação 32 de evacuação com um declive para a base 1a,

- segundas tubulações 30 de encaminhamento de gás e de retorno de petróleo, apresentando um declive de ângulo β no plano XZ, o estando as referidas segundas tubulações ligadas, a montante, ao referido primeiro reservatório 2, sensivelmente horizontal, por intermédio de tubulações 40b de ligação, de um modo preferido, sensivelmente verticais, o estando as referidas segundas tubulações ligadas, a jusante, a um segundo coletor 30a cilíndrico, sensivelmente horizontal, estando o referido segundo coletor ligado a uma primeira tubulação 30b de evacuação de gás que apresenta um declive ascendente de ângulo γ, ela própria ligada a uma segunda tubulação 3i de separação de gás solidária com a base 1a,

- terceiras tubulações 40a de encaminhamento de gás para cima e de retorno de petróleo desgaseificado para baixo ligando as referidas primeiras e segundas tubulações.

[0043] As referidas primeiras tubulações 20 são, de um modo preferido, muito idênticas em termos de diâmetro, comprimento e modo de conexão, a montante, ao primeiro reservatório 2 e, a jusante, ao primeiro coletor 20a. Pelo fato de terem que resistir à implosão sob as pressões consideráveis dos grandes fundos, o seu diâmetro é, de um modo vantajoso, limitado, porque a espessura necessária é diretamente proporcional ao diâmetro da referida tubulação. Assim, os diâmetros

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18/30 das primeiras tubulações serão de 0,5 m à 1,5 m, o que necessita de espessuras de parede de 25 a 150 mm de acordo com a profundidade à qual é instalado o dispositivo de separação.

[0044] Do mesmo modo, as referidas segundas tubulações 30 são, de um modo preferido, todas idênticas em termos de diâmetro, de comprimento e de modo de conexão, a montante, ao primeiro reservatório 2 e, a jusante, ao segundo coletor 30a a jusante, sendo os comprimentos, diâmetros e espessuras das segundas tubulações similares aos das primeiras tubulações.

[0045] As referidas terceiras tubulações 40a são, de um modo preferido, todas idênticas em termos de diâmetro e modo de conexão, em uma parte superior, às segundas tubulações 30 e, em uma parte inferior, às primeiras tubulações 20. As referidas terceiras tubulações constituem tubulações de retorno de petróleo desgaseificado para as primeiras tubulações 20 e tubulações de encaminhamento de gás para as segundas tubulações 30 e são, de um modo vantajoso, dispostas a intervalos reduzidos, regulares ou não, por exemplo, todos os trêsquatro metros, de modo a melhorar as trocas, por conseguinte, a qualidade da separação entre o petróleo e o gás. O seu diâmetro é muito mais pequeno, de 75 a 150 mm.

[0046] Nas figuras 2A-2B-4, representaram-se oito primeiras tubulações 20, oito segundas tubulações 30, estando cada dos pares primeira tubulação-segunda tubulação ligado por quatro terceiras tubulações 40a espaçadas de modo sensivelmente uniforme. No entanto, o número de segundas tubulações 30 pode ser inferior aos das primeiras tubulações 20 e, nesse caso, cada uma das primeiras tubulações será ligada a, pelo menos, uma segunda tubulação de modo a que o gás possa progredir para a parte superior, podendo várias primeiras tubulações serem ligadas a uma só segunda tubulação.

[0047] O dispositivo 1 separador compreende uma estrutura 1c

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19/30 principal que suporta o conjunto das tubulações e em uma parte baixa, de um modo preferido, do lado do primeiro reservatório 2 difusor a montante, um chassis 1a na forma de plataforma compreendendo quatro perfurações equipadas com quatro guias 1b na forma de funis que cooperam com postes 10a correspondentes, solidários com a base 10 e que se elevam verticalmente acima desta, de modo a que, durante a descida do dispositivo em direção da base 10, no fim da descida, as partes 2b-3b-3j fêmeas de uma série de conectores automáticos situados por baixo do referido chassis, cooperem com as partes 2c-3c-3k machos complementares de conectores automáticos dispostos na referida base.

[0048] O referido primeiro reservatório 2 difusor compreende uma tubulação 2a de alimentação de petróleo na extremidade da qual, na face inferior do referido chassis 1a, encontra-se a parte 2b fêmea de um conector automático que coopera com a parte 2c complementar macho do conector automático na referida base 10, na extremidade da referida tubulação 2d de chegada de fluido bruto.

[0049] O segundo coletor 30a está ligado a segunda tubulação 30b em declive ascendente com um ângulo γ, estando esta última ligada a uma primeira tubulação 3i de evacuação de gás, cuja extremidade inferior é solidária com a referida base 10, na face inferior desta e compreende a parte 3j fêmea de um conector automático que coopera com a parte 3k complementar macho do conector automático solidário com a referida base 10a quando o dispositivo de separação é fixo na referida base.

[0050] A referida parte 3k macho na referida base é fixa na extremidade de uma segunda tubulação 3I de evacuação de gás.

[0051] O petróleo bruto à alta pressão, por exemplo, a 10-20 Mpa (100-200 bar) ou mesmo mais, é proveniente do poço 14 encimado pela cabeça 14a de poços equipada com um dispositivo 14b de baixa

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20/30 de pressão de tipo bocal e uma válvula 14c automatizada de controle de débito comandados desde a superfície e ligados a uma tubulação 2d de chegada de petróleo que conduz o petróleo bruto a pressão reduzida, por exemplo, 20 bar, para o separador 1 submarino.

[0052] Na figura 2B, representaram-se os encaminhamentos cruzados do petróleo em curso de desgasificação e do gás. O encaminhamento da fase líquida de petróleo é representado em traço contínuo e o encaminhamento da fase gasosa a tracejado.

[0053] O petróleo bruto penetra no primeiro reservatório 2 difusor e o fluxo de petróleo é despejado, repartindo-se pelas referidas primeiras tubulações 20 com declive suave descendente formando um ângulo a, por exemplo, 0,5 a 5 graus, de um modo preferido, de 2 a 4 graus. O petróleo escoa-se, depois, lentamente, para o primeiro coletor 20a e preenche apenas a parte baixa da referida primeira tubulação 20 e do primeiro coletor 20a, como ilustrado na figura 3, autorizando, assim, a separação do gás da fase líquida, progredindo, depois, a referida fase gasosa em sentido contrário na parte superior da referida primeira tubulação 20, para se juntar, por meio das terceiras tubulações 40a, a segunda tubulação 30 de gás. Na mesma figura 3, representou-se o gás que se separa dos condensados sob a forma de gotas que caem, então, por simples gravidade, no fluxo de petróleo desgaseificado que progride da esquerda para a direita, progredindo o gás da direita para a esquerda e subindo para a segunda tubulação 30 por intermédio das terceiras tubulações 40a sensivelmente verticais.

[0054] A figura 4 é, na metade da parte alta da figura, uma vista em planta relativa à figura 2B e, na parte baixa, um corte de uma vista em planta segundo o plano BB da figura 2B. Assim, cada uma das referidas primeiras tubulações 20 está associada a uma referida segunda tubulação 30, estando as referidas tubulações ligadas entre elas por quatro terceiras tubulações 40a.

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21/30 [0055] Para a clareza dos desenhos, representaram-se segundas tubulações 30 com um diâmetro menor que as primeiras tubulações 20 de petróleo, mas, de acordo com o teor de gases do petróleo bruto, será obrigatório aumentar ou reduzir o diâmetro das referidas segundas tubulações 30 que transportam, principalmente, gás, em relação ao diâmetro das referidas primeiras tubulações de petróleo. Do mesmo modo, representou-se uma referida segunda tubulação 30 associada a cada referida primeira tubulação 20, mas, para limitar os trabalhos de caldeiraria, associa-se, de um modo vantajoso, uma referida segunda tubulação 30 a um grupo de duas, três ou mesmo um maior número de primeiras tubulações 20, estando cada uma das referidas segundas tubulações 30 direta ou indiretamente ligada a cada uma das referidas primeiras tubulações 20 do mesmo grupo, de modo a que o encaminhamento de gás para cima e os retornos de petróleo para baixo se possa fazer sem impedimento.

[0056] O primeiro reservatório 2 difusor apresenta um diâmetro importante, por exemplo, 1 m e estende-se pela largura do separador, por exemplo, 6 a 15 m, de modo a amortecer os fenômenos denominados, em inglês, slugs, ou seja, escoamento rolha, que correspondem à chegada brutal, pela tubulação 2a inferior, de bolsas de gás importantes ou rolhas de petróleo entre duas bolsas de gás.

[0057] Estes fenômenos são muito violentos e perturbam completamente o processo de separação, porque uma grande parte do petróleo bruto na zona do plano BB encontra-se, então, projetada brutalmente para cima do primeiro reservatório.

[0058] Estas perturbações refletem-se, então, em cada uma das primeiras tubulações 20 de modo mais ou menos variável, mas o grande comprimento das referidas primeiras tubulações, por exemplo

20-30 m, limita os efeitos desestabilizadores destes slugs na zona próxima do primeiro coletor 20a.

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22/30 [0059] O petróleo bruto desgaseificado é recuperado em uma parte baixa por meio do primeiro coletor 20a que dirige o fluido para uma primeira tubulação 3d de evacuação de fluido desgaseificado. Esta alimenta a bomba 13c de exportação imergida alojada em um poço 13 contíguo à âncora 11 de sucção e solidarizada a este último por suportes 13b representados na figura 2C, mas não-representado nas outras figuras.

[0060] À saída da bomba de exportação, o petróleo bruto desgaseificado é expedido por um segundo elemento 13a de tubulação de evacuação de fluido desgaseificado, quer para um suporte flutuante à superfície, quer para um separador secundário água-óleo, de modo a que só o óleo seja expedido para a superfície, sendo a água reinjetada em um poço similar ao poço 14 ou, ainda, simplesmente despejada para o mar, na medida em que apresenta uma limpeza aceitável, ou seja, uma quantidade suficientemente pequena de partículas residuais de petróleo bruto.

[0061] Do mesmo modo, o gás separado na parte alta é reunido no segundo coletor 30a e, em seguida, é expedido pela tubulação 3I de evacuação de gás, quer para a superfície, quer recomprimido e, em seguida, reinjetado em um poço, não-representado, similar ao poço

14.

[0062] Para evitar ter que tornar a comprimir o gás antes de o expedir para a superfície, ajusta-se, de um modo vantajoso, a pressão de funcionamento do separador submarino, ou seja a pressão P1 no interior dos referidos reservatórios, para uma pressão largamente superior à perda de carga da referida tubulação de gás, por exemplo, uma pressão de funcionamento de 20 x 10⁵ Pa (20 bar), enquanto a perda de carga seria apenas de 3 x 10⁵ Pa (3 bar) ao longo de todo o comprimento da tubulação 3I de condução para a superfície para o débito máximo de gás. No entanto, de modo a que a desgasificação do petróPetição 870180067691, de 03/08/2018, pág. 25/45

23/30 leo se faça em boas condições, utilizar-se-á uma pressão P1 pouco elevada em relação à pressão da cabeça de poço.

[0063] Nas figuras 5-5A-5B, representou-se, em corte e em uma vista lateral, uma disposição preferida da conexão da primeira tubulação 20 com o primeiro reservatório 2 difusor, na qual a referida primeira tubulação 20 está ligada, na sua extremidade a montante, a um dispositivo 15 adicional de tipo ciclone destinado a criar uma perda de carga suplementar no caso de aumento significativo do débito. Para isso, o dispositivo 15 de tipo ciclone é constituído por um invólucro compreendendo uma parede 15b cilíndrica de eixo paralelo ao da primeira tubulação 20, de um modo preferido, concêntrica com a referida primeira tubulação 20 e com um diâmetro compreendido, de um modo preferido, entre 5 e 25% do diâmetro da referida tubulação 20.

[0064] A parede 15b cilíndrica do invólucro é fechada e impermeabilizada nas suas extremidades ao nível das faces 15c-15d opostas. Uma das suas duas faces, a face 15d, está ligada por um seção 15e de tubulação de diâmetro reduzido à extremidade da referida primeira tubulação 20. O diâmetro do referido tronco 15 está compreendido, de um modo preferido, entre 10 e 50% do diâmetro da parede 15b cilíndrica.

[0065] A parede 15b cilíndrica do dispositivo 15 possui uma derivação tubular que permite uma entrada 15a tangencial do petróleo bruto contra a superfície interna da referida parede 15b cilíndrica em uma direção paralela sensivelmente à direção axial ZZ das referidas terceiras tubulações 40a verticais.

[0066] Em funcionamento normal e regular, o escoamento do petróleo bruto permanece sensivelmente ao nível do plano axial XY da tubulação 15e com uma inclinação com um ângulo α em relação à horizontal e o dispositivo 15 não altera o funcionamento do sistema. No caso de aumento importante do débito, ou de instabilidade do sistema

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24/30 quando no aparecimento de um slug, o escoamento no dispositivo 15 forma turbilhões violentos, como indicado na figura 5B, criando, assim, uma perda de carga importante, reduzindo, consequentemente, a transmissão da instabilidade temporária do processo para a primeira tubulação 20.

[0067] Na figura 5, mostra-se a chegada das tubulações 2a de alimentação ao nível de um orifício 2-1 do reservatório 2, estando o referido orifício 2 disposto sensivelmente à meia altura do referido reservatório. A parte superior do referido primeiro reservatório, acima do orifício 2-1, cria um volume livre preenchido por gás que permite amortecer e, por conseguinte, controlar as explosões e projeção de fluido que podem ocorrer quando, ao penetrar na extremidade inferior do referido primeiro reservatório, certas bolsas de gás (slug) se expandem brutalmente, dando origem a projeções violentas de líquido no interior do referido primeiro reservatório.

[0068] Em uma parte baixa da tubulação 40b vertical, dispõe-se, de um modo vantajoso, um diafragma 17 que apresenta um orifício 17a de pequeno diâmetro, por exemplo, 75 mm, de modo a que os efeitos violentos do slug sejam limitados ao reservatório 2 difusor e perturbem minimamente o encaminhamento do gás para cima.

[0069] O efeito destes dispositivos 15 e 17 de perda de carga é ilustrado no diagrama 5C que representa, em ordenadas, as perdas de carga e, em abcissas, os débitos de fluido.

[0070] No caso de uma conexão direta da tubulação 20 ao primeiro reservatório, as perdas de carga são muito pequenas e o slug perturba, consideravelmente, o processo de separação ao longo de toda a primeira tubulação 20. No diagrama da figura 5C, a curva 16b das perdas de cargas é sensivelmente parabólica e representa a perda de carga do dispositivo 17, que atenua, significativamente, a perturbação do slug na direção da tubulação 40b vertical e o dispositivo 15 aprePetição 870180067691, de 03/08/2018, pág. 27/45

25/30 senta uma perda de carga que corresponde à curva 16a. A referida perda de carga continua a ser sensivelmente parabólica para pequenos débitos, mas cresce de modo assintótico para débitos importantes, o que permite filtrar, de modo radical, a perturbação gerada pelo slug, continuando este último, então, confinado no primeiro reservatório 2 difusor e não sendo, por isso e praticamente, transmitido nas primeiras tubulações 20 de separação. Além disso, esta perda de carga importante tem, como efeito, repartir, de modo otimizado, a perturbação entre as diversas primeiras tubulações 20 de separação.

[0071] Sendo o dispositivo instalado à grande profundidade, a temperatura da água de mar é de 3-5°C e, para evitar que o petróleo bruto se solidifique em parafina ou que se formem hidratos, criando assim bloqueios generalizados que é difícil, ou mesmo em certos casos impossível reabsorver, procura-se isolar cada um dos elementos entre a saída de terra do poço 14 e a superfície ou os poços de reinjecção.

[0072] Para esse efeito, instala-se, de um modo vantajoso, um invólucro 27 isolante envolvendo integralmente os reservatórios e a base 10 do separador submarino, sendo o invólucro 27 reforçado, por exemplo, por uma estrutura metálica ou compósita e compreendendo um isolador 27a interno que pode ser uma espuma sintática, um gel de isolamento ou qualquer outro sistema de isolamento compatível com a pressão do fundo do mar que é, sensivelmente, de 10 MPa, ou seja, sensivelmente 100 bar por fração de 1000 m de água.

[0073] Teria podido isolar-se, separadamente, cada um dos componentes do separador submarino, ou seja, cada uma das diversas tubulações, mas estando a parte alta, acima do plano BB, de um modo geral, apenas em fase gasosa, os riscos de pontos frios são, então, consideravelmente, aumentados. Ao criar um volume interno isolado, a água de mar contida no referido volume estará, continuamente, sensiPetição 870180067691, de 03/08/2018, pág. 28/45

26/30 velmente à temperatura T1 do petróleo bruto que entra por 2d. Com efeito, uma corrente de convecção interna ao volume agitará, permanentemente, o referido volume, mantendo-se, assim, durante todo o processo, uma temperatura sensivelmente constante no interior do separador submarino, cuja altura pode exceder 5 m, por exemplo, 5 a 15 m e, mais particularmente, na parte alta do referido separador, a qual está, de modo quase permanente, com gás.

[0074] Para limitar as transferências de calor na parte baixa, dispor-se-á, de um modo vantajoso, um isolamento complementar ao nível da base 10.

[0075] Um orifício inferior do invólucro 27, não-representado, põe, de um modo vantajoso, em comunicação o volume interno e o meio ambiente de modo a evitar as variações de pressão devidas às dilatações, mas terá um diâmetro pequeno, por exemplo, 50 mm, para evitar os fenômenos de convecção indesejáveis.

[0076] Como representado na figura 6, dispõe-se, de um modo vantajoso, dentro do invólucro 27 isolante, um dispositivo 18 de preaquecimento/reaquecimento da água, de modo a manter o seu volume interno de água de mar a uma temperatura suficiente que evite a formação de rolhas de parafina ou de hidratos durante as fases de arranque, de parada prolongada ou de produção a baixo regime. Este dispositivo de aquecimento pode ser electrico ou um circuito de fluido circulante, por exemplo, uma derivação do petróleo bruto de produção que passa por uma serpentina não isolada, no interior do referido volume de água interno com invólucro isolado. Para a clareza das explicações, o referido dispositivo 18 de preaquecimento/reaquecimento e agitação foi representado a meia altura do invólucro 27, mas é instalado, de um modo vantajoso, na parte baixa, de um modo preferido, ao nível da base principal. Tomar-se-á bastante cuidado a isolar corretamente os elementos da estrutura 1c de suporte de modo a minimizar

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27/30 as perdas de calorias.

[0077] Nesta mesma figura 6, representou-se a bomba 13c de exportação instalada no seu poço 13 e que se pode, de um modo vantajoso, extrair verticalmente, através de um poço isolado, nãorepresentado, sem ter que desmontar o separador submarino, para efetuar a sua manutenção em superfície.

[0078] O poço 13 de bomba, solidário com a âncora de sucção, encontrar-se-á, assim, instalado ao mesmo tempo que a referida âncora 11 de sucção e em uma posição geométrica conhecida em relação à base 10 de suporte do separador 1 submarino.

[0079] Esta disposição específica da bomba 13c instalada a vários metros ou mesmo várias dezenas de metros debaixo do separador, permite melhorar, de um modo vantajoso, o reforço da referida bomba 13c e, assim, viabilizar o seu funcionamento e o seu tempo útil.

[0080] O dispositivo, de acordo com a invenção, necessita de uma grande precisão aquando na sua instalação, de modo a que o ângulo α seja o mais exato possível em relação às especificações do sistema. Para esse efeito, o módulo é, de um modo vantajoso, colocado sobre uma âncora 11 de sucção principal com forte capacidade de carga, por exemplo, com 5 m de diâmetro, e duas âncoras 11a-11b de sucção secundárias com menor capacidade de carga, por exemplo, com 2,5 m de diâmetro. A âncora de sucção principal compreende todos os elementos de orientação e de conexão previamente descritos, enquanto as âncoras 11a de sucção secundárias servem apenas de simples suporte e, devido à dimensão da sua parte superior, de um modo preferido plana, como representado na figura 1, autoriza uma separação de eixos õe do eixo dos pilares da estrutura 1c em relação ao eixo da referida pilha 11a secundária. Procedendo assim, o posicionamento das âncoras 11a de sucção secundárias não necessita de uma precisão extrema, uma em relação à outra, nem em relação à âncora 11 de

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28/30 sucção principal, o que facilita amplamente a sua instalação a profundidades de 1500-2000 m ou mesmo mais.

[0081] Nas figuras 2A e 2B, os pilares da estrutura 1c apresentam, perante as âncoras de sucção secundárias, um macaco 50 mecânico ou hidráulico cuja haste 50a está contato com a parte superior, de um modo preferido plana, da âncora 11a de sucção secundária. Este macaco 50 é acionado por meio do ROV 52, submarino automático pilotado desde a superfície, de modo a alterar a base do módulo sobre os seus três suportes jogando com o comprimento da haste 50a, saída.

[0082] Assim, desce-se o dispositivo de separação desde a superfície com cabos 61 e este é assente, simplesmente, sobre as três bases 10, 10a das três âncoras 11, 11a de sucção. Em seguida, ajustase, em um primeiro tempo, o paralelismo do eixo do difusor 2, por conseguinte, dos coletores 20a-30a, em relação ao eixo horizontal YY perpendicular à figura, acionando, pelo menos, um dos macacos 50 através do ROV, sendo a inclinação transmitida para a superfície a partir de um inclinômetro, não-representado, instalado diretamente no módulo de separação. Por último, ajusta-se o ângulo α para um valor muito preciso em relação às especificações, acionando as hastes 50a dos dois macacos, por um mesmo valor, na mesma direção. Os macacos têm um curso que permite compensar variações de penetração das âncoras de sucção, por exemplo, 0,5 m, correspondendo a ÕL = Lmax-Lmin, como representado nas figuras 2. Assim, não é necessário que as três âncoras de sucção sejam enfiadas exatamente com a mesma profundidade, para que se possa ajustar, com uma precisão extrema, a horizontal idade dos eixos do difusor 2 e dos coletores 20a30a e o valor do ângulo α cuja precisão permanece um parâmetro extremamente sensível do dispositivo de separação submarino. No caso em que uma âncora de sucção secundária está demasiado enfiada ou se irá desestabilizar ao longo do tempo, intercala-se, então, de um

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29/30 modo vantajoso, um calço, por exemplo, com 25 cm de espessura, entre a extremidade da haste do macaco e a parte superior plana da âncora de sucção secundária.

[0083] O dispositivo de regulação da horizontal idade e do ângulo α com a ajuda de macacos 50-51 acionados por um ROV permite efetuar operações de manutenção ou, ainda, alterar o referido ângulo a, ou seja, aumentá-lo ou reduzi-lo, de modo a alterar o ponto de funcionamento do referido separador, em função, por exemplo, de variações importantes, no tempo, da proporção de gás ou da percentagem de água no petróleo bruto. No entanto, terá que se ter cuidado na definição de um intervalo de variação do ângulo α compatível com os ângulos β e γ, de modo que não surja um contradeclive indesejável nas segundas tubulações, nem na tubulação 30b de evacuação do gás.

[0084] A título de exemplo, um separador horizontal de acordo com a invenção apresenta uma capacidade de separação de 50000 barris de petróleo por dia, ou seja 333,3 m3/hora de petróleo bruto com uma GOR (relação gás/óleo), ou seja, uma relação gás/petróleo bruto de 50, ou seja, 50 Nm3 de gás (Nm3=m3 de gás à pressão atmosférica) por m3 de petróleo bruto e um teor de água que pode variar de 0 a 90%. É constituído por 12 primeiras tubulações 20 de petróleo com um diâmetro interno de 750 mm e comprimento de 14 m, três segundas tubulações 30 de gás com um diâmetro interno de 500 mm e comprimento de 14 m e três tubulações 40a verticais de ligação com um diâmetro interno de 150 mm e comprimento de cerca de 3 m, ligando-se, cada uma das segundas tubulações 30 de gás, a um conjunto de quatro primeiras tubulações 20 de petróleo, autorizando, assim, o encaminhamento do gás para cima e o retorno dos condensados para baixo. No início da exploração do campo, o petróleo bruto contendo pouca água apresenta uma viscosidade importante e o declive α das primeiras tubulações é, então, ajustado com um valor de 8^o, o

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30/30 declive β das segundas tubulações é de 4°e o declive γ da linha 30b de retorno de gás é de 10°. O dispositivo de separa ção mede cerca de 18 m de comprimento, 12 m de largura e tem uma altura de cerca de 6

m. O seu peso no ar é de 180 toneladas, das quais 80 toneladas de estrutura 1c de suporte. A âncora 11 de sucção principal tem um diâmetro de 5 m e um comprimento total de 25 m, as âncoras 11a de sucção secundárias têm um diâmetro de 2 m e um comprimento total de 15 m. Em fim de exploração, a viscosidade do petróleo bruto diminui devido a um teor de água muito mais importante: agindo através de um ROV sobre os macacos 50, o declive α das primeiras tubulações é, então, reduzido para 2^o para retardar a progressão do petróleo a desgaseificar nas referidas primeiras tubulações. O declive β das segundas tubulações é, então, de 10° e o declive γ da linha de retorno de gás é de 4^o, assegurando-se, assim, um retorno dos condensados por simples gravidade para as primeiras tubulações.

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Claims (7)

1. REIVINDICAÇÕES

   1. Dispositivo submarino de separação líquido/gás de duas fases, respectivamente, líquida e gasosa de um fluido, em particular, as fases líquida e gasosa de um petróleo bruto, caracterizado por compreender uma estrutura (1 c) assente no fundo do mar, suportando:

   a) uma pluralidade de primeiras tubulações (20) de separação que se estende desde um primeiro reservatório (2) cilíndrico de forma alongada com seção circular, disposto horizontalmente, ao qual estão ligadas a montante, estando as referidas primeiras tubulações de separação inclinadas com um ângulo α de 1 a 5°em relação à horizontal com um pequeno declive descendente desde o referido primeiro reservatório até um primeiro coletor (20a) cilíndrico, sensivelmente horizontal, e ao qual as referidas primeiras tubulação estão ligadas a jusante, sendo o referido primeiro reservatório (2) alimentado, pelo menos, por uma tubulação (2a) de alimentação de fluido e estando o referido primeiro coletor (20a) ligado a uma primeira tubulação (32) de evacuação de líquido com declive descendente, e

   b) uma pluralidade de segundas tubulações (30) de separação disposta por cima das referidas primeiras tubulações (20), estendendo-se desde e por cima do referido primeiro reservatório (2), com um pequeno declive ascendente desde o referido primeiro reservatório (2) até um segundo coletor (30a) cilíndrico sensivelmente horizontal, estando as referidas segundas tubulações de separação inclinadas com um ângulo β superior a α em relação à horizontal, estando o referido segundo coletor (30a) ligado a uma primeira tubulação (30b) de evacuação de gás, e

   c) uma pluralidade de terceiras tubulações (40a) de ligação vertical entre cada referida primeira tubulação (20) de separação e cada referida segunda tubulação (30) de separação, e

   d) um sistema de macacos (50) permitindo o ajustamento

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   2/7 preciso da inclinação das referidas primeira e segunda tubulações de separação e do posicionamento horizontal do referido primeiro reservatório (2) e dos referidos primeiro coletor (20a) e segundo coletor (30a).

   2. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a referida primeira tubulação (30b) de evacuação de gás ter um declive ascendente desde o referido segundo coletor até à extremidade de uma segunda tubulação (3i) de evacuação de gás, estando a referida primeira tubulação (30b) de evacuação de gás inclinada com um ângulo γ superior a a.

   3. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado por as referidas segundas tubulações de separação estarem ligadas, a montante, ao referido primeiro reservatório (2), respectivamente, por uma pluralidade de segundas tubulações (40b) de ligação com maior declive que as referidas segundas tubulações de separação.

   4. Dispositivo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado por os referidos primeiro reservatório (2) e primeiro e segundo coletores (20a, 30a) serem sensivelmente paralelos e as referidas primeiras e segundas tubulações de separação se estenderem sensivelmente em uma mesma direção, sensivelmente perpendicular à direção longitudinal do referido primeiro reservatório e referidos primeiro e segundo coletores.

   5. Dispositivo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado por compreender, a jusante do referido primeiro reservatório, na extremidade a montante das referidas primeiras tubulações (2) de separação, dispositivos (15) de controle do débito de transferência de fluido por perda de carga.

   6. Dispositivo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado por o dispositivo compreender uma estrutura

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   3/7 (1c) constituída por uma armação de vigas que suportam as referidas primeira e segunda tubulações, o referido primeiro reservatório e referidos primeiro e segundo coletores, compreendendo a referida estrutura:

   - pelo menos um primeiro pilar (60) vertical compreendendo, na sua extremidade inferior, um primeiro chassi (1a) que suporta partes (2b, 3b, 3j) de conectores automáticos conectados às referidas tubulação (2a) de alimentação de fluido, primeira tubulação (32) de evacuação de líquido e segunda tubulação (3i) de evacuação de gás, estando o referido chassis apto a cooperar, fixo, com e sobre uma primeira base (10) ancorada no fundo do mar, e

   - pelo menos, dois segundos pilares (60a) verticais equipados, cada um, na sua extremidade inferior, com um macaco (50), estando os, pelo menos dois, macacos (50) aptos a cooperar com segundas bases (11a) ancoradas no fundo do mar que os suportam, estando os referidos segundos pilares dispostos de modo a permitir regular e fazer variar a inclinação das referidas primeiras e segundas tubulações (20, 30) de separação e referida primeira tubulação (30b) de evacuação de gás por acionamento dos referidos macacos.

   7. Dispositivo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado por ser instalado no fundo do mar (12) e compreender uma tubulação (2b) de chegada de fluido que assegura a ligação entre, pelo menos, uma cabeça (14) de poço de petróleo e a referida tubulação (2a) de alimentação de fluido ligada ao referido primeiro reservatório na sua outra extremidade e compreendendo um dispositivo (14b) de baixa de pressão.

   8. Dispositivo, de acordo com as reivindicações 6 e 7, caracterizado por estar conectado a uma primeira base (10) ancorada no fundo do mar (12), suportando a referida primeira base (10) uma série de partes (2c, 3c, 3k) machos ou fêmeas de conectores automáticos,

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   4/7 respectivamente, nas extremidades da referida primeira tubulação (2d) de chegada de fluido, de uma segunda tubulação (3d) de evacuação de líquido desgaseificado e de uma terceira tubulação (31) de evacuação de gás, cooperando com as partes complementares fêmeas ou, respectivamente, machos de conectores automáticos (2b, 3b, 3j) conectados às referida tubulação (2a) de alimentação de fluido, primeira tubulação (32) de evacuação de líquido e segunda tubulação (3i) de evacuação de gás.

   9. Dispositivo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 5 a 8, caracterizado por a referida segunda tubulação (3d, 13a) de evacuação de fluido cooperar com uma bomba (13b) de exportação, inserida em um poço (13) enfiado no fundo do mar, ao lado da referida âncora (11) de sucção da referida primeira base (10).

   10. Dispositivo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado por os referidos primeiros reservatórios, primeiro e segundo coletores, referidas, primeira, segunda e terceira tubulações serem isolados termicamente por um mesmo invólucro (27) rígido de isolamento térmico preenchido com água de mar e em comunicação com o mar por, pelo menos, um orifício de comunicação.

   11. Dispositivo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 10, caracterizado por compreender:

   - pluralidades de 3 a 20 das referidas primeiras e segundas tubulações de separação e, respectivamente, terceiras tubulações (20, 30, 40a) de ligação, e

   - uma única da referida tubulação (2a) de alimentação de fluido, uma única da primeira tubulação (32) de evacuação de líquido e, uma única da primeira tubulação (30b) de evacuação de gás.

   12. Método de separação de duas fases líquida e gasosa de um fluido com a ajuda de um dispositivo como definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 11, caracterizado por se realizarem as

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   5/7 etapas seguintes, nas quais:

   1) se envia o fluido por intermédio de uma tubulação (2a) de alimentação em fluido, até ao referido primeiro referido reservatório e
2. 2) a fase líquida, em parte desgaseificada, pelo menos, escoa-se desde o referido primeiro reservatório, através das referidas primeiras tubulações (20) de separação para ser desgaseificada mais à frente e descer para o referido primeiro coletor (20a) e, em seguida, para a referida primeira tubulação (32) de evacuação de líquido e
3. 3) a fase gasosa eleva-se e circula através das referidas segundas tubulações (30) de separação para o referido segundo coletor (30a) e, em seguida, para a referida primeira tubulação (30b) de evacuação de gás para permitir a separação complementar de líquido residual, eventualmente contido na referida fase gasosa, antes de ser evacuada para uma segunda tubulação (3i) de evacuação e
4. 4) a fase gasosa proveniente da primeira tubulação (20) de separação eleva-se através das referidas terceiras tubulações (40b) de ligação vertical e circula através das referidas segundas tubulações de separação para o referido segundo coletor (30) e, em seguida, para as referidas, primeira (30b) e segunda (3i) tubulações de evacuação de gás e
5. 5) a fase líquida proveniente da separação do gás nas referidas segundas tubulações (30) de separação e referido segundo coletor (30a) e a referida primeira tubulação de evacuação de gás se escoa para o referido primeiro coletor (20a), passando pelo referido primeiro reservatório ou referidas terceiras tubulações de ligação verticais, antes de se juntar à referida primeira tubulação (32) de evacuação de líquido e
6. 6) se recupera a fase líquida substancialmente desgaseificada na extremidade inferior da referida primeira tubulação (32) de

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   6/7 evacuação de líquido e se a encaminha por intermédio de uma referida segunda tubulação (3d) de evacuação de líquido que é elevada até à superfície ou que se envia para um dispositivo de separação líquida, de forma a separar os diferentes líquidos lá contidos, e
7. 7) se recupera a fase gasosa substancialmente separada do referido líquido na extremidade inferior da referida segunda tubulação (3i) de evacuação de gás.

   13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado por se enviar o referido petróleo bruto na extremidade inferior do referido primeiro reservatório, a uma pressão P1 reduzida, inferior à pressão P2 estática no fundo do mar, sendo PO a pressão em superfície, seja superior às perdas de cargas nas segundas tubulações (3I) de evacuação de gás desde o fundo do mar até à superfície.

   14. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 12 ou 13, caracterizado por se exportar o líquido de fluido desgaseificado, desde o fundo do mar até à superfície, com a ajuda da referida bomba (13c) de exportação.

   15. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 12 a 14, caracterizado por se controlar o débito de chegada de fluido a montante do referido primeiro reservatório pela referida válvula (14c) de controle de débito, ou se controlar o débito de evacuação do fluido desgaseificado a jusante do referido primeiro coletor (20a) pela velocidade da referida bomba (13c) de exportação em função das medidas, pelo menos, de um dispositivo (6) de controle do nível do fluido no interior, pelo menos, do referido primeiro coletor (20a).

   16. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 11 a 15, caracterizado por o referido dispositivo de separação estar instalado no fundo do mar, a uma profundidade de 100 a 4000 m e se estabelecer uma pressão P2 de 1 a 5 Mpa (10 a 50 bar) no interior dos referidos primeiro reservatório e primeiro e segundo coletores,

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   7/7 primeiras e segundas tubulações de separação e terceiras tubulações de ligação, fazendo baixar a pressão com a ajuda de um dispositivo (14b) de baixa de pressão cooperando com uma tubulação (2d) de chegada de fluido a montante do referido primeiro reservatório.

   17. Método de instalação no fundo do mar de um dispositivo de separação, como definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 11, caracterizado por se realizarem as etapas seguintes, nas quais:

   a) desce-se, desde a superfície, o referido dispositivo de separação que fica assente no fundo do mar, e

   b) ajusta-se a horizontal idade dos referidos primeiros reservatórios (2) e primeiros e segundos coletores (20a, 30a) e se ajusta a inclinação das referidas primeira e segunda, tubulações de separação por acionamento do referido sistema de macacos (50).

   18. Método, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado por se utilizar um dispositivo tal como definido na reivindicação 6 e se realizarem as etapas seguintes nas quais:

   a) desce-se, desde a superfície e se instala o referido dispositivo (1) de separação sobre três bases (10, 10a) de três âncoras (11,11a) de sucção enfiadas no fundo do mar e, em seguida,

   b) ajusta-se a horizontal idade do eixo do referido primeiro reservatório (2) difusor e dos referidos, primeiro e segundo coletores (20a-30a) em relação à horizontal acionando, pelo menos, um dos macacos (50) com a ajuda de um ROV (52) e, em seguida,

   c) ajusta-se a inclinação (α, β) das referidas primeiras e segundas tubulações de separação acionando as hastes (50a) dos dois macacos, por um mesmo valor, na mesma direção.

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